2025年，随着新能源全量入市的136号文与虚拟电厂专项357号文相继落地，中国虚拟电厂产业迎来爆发式增长。政策明确赋予其电力市场聚合主体地位，推动这一技术从实验室快速迈向商业化运营。在构建新型电力系统的战略目标下，虚拟电厂通过整合分布式光伏、储能、可调负荷等海量碎片化资源，正在重塑能源系统的运行逻辑与经济模型。

一、新能源“下海”：从温室走向竞技场

此前，新能源项目享受的是“保量保价”待遇——电网按燃煤基准价兜底收购，收益稳定可预期。136号文彻底打破这一保护机制，将风光电与传统煤电置于同一市场擂台。

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新旧项目在此过程中面临差异化管理：老项目虽获“机制电量”补贴缓解阵痛，但用户分摊的差价补偿仍将增加度电成本12分钱；而新建风光项目则需直面市场风险，依靠技术效率和成本控制能力搏击电价波动。为适应新能源“看天吃饭”的特性，电力市场同步推进交易频次提升与合约形式多样化，意图为波动性电源构建更灵活的生存环境。

二、市场格局重构：火电收缩，灵活性价值崛起

新能源大规模低价入市，直接冲击传统能源结构。煤电首当其冲，市场份额被低边际成本的风光电持续挤压，单纯依靠发电量的盈利模式难以为继。

新能源间歇性缺陷却反向推高了另一类资产的价值：系统对“灵活性资源”的需求急剧膨胀。短时波动依赖秒级响应的调节能力，日内峰谷差则要求电源具备深度调峰与快速爬坡性能——这些恰是火电（通过灵活性改造）和储能的优势领域。

更深远的影响在于容量机制加速落地。为保障极端天气下的供电安全，政策明确要求提高煤电容量电费比例，这笔费用最终传导至用户侧分摊。

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三、成本传导逻辑：工商业电费的结构性上涨

尽管长期看新能源规模扩大可能拉低平均交易电价，但短期内多重压力叠加将推高用户实际用电成本：

1.系统运行费用激增：老项目补贴、煤电容量费比例提高、新能源退出交叉补贴分摊等因素，导致附加费大幅上升

2.交叉补贴压力转移：原本低价新能源电量定向保障居民农业，其入市后该部分用电成本上升，缺口由工商业用户填补

交易电价短期承压叠加系统成本刚性上涨，工商业用户综合电价水平在过渡期内大概率上行——这一趋势已在多地现货试点市场显露端倪。

四、储能破局：从价差套利到容量价值变现

政策变革中，储能（尤其用户侧储能）迎来确定性机遇，其商业模式正从单点突破走向多元融合，两部制电价改革成为关键推手。现行政策已释放信号：未来工商业电费结构将强化按最大需量收费的容量电价比重，弱化单一电量计价模式。这意味着企业降低用电峰值功率可直接减少固定支出。

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储能的经济性模型随之升级：基础应用仍为峰谷套利，更核心的价值在于“削峰”——精准抑制企业最大需量功率，显著降低容量电费账单。在部分先行区域，需量管理收益已超越电价套利。能源科技企业正加速布局这一赛道。以彩弘锦产业集团为例，其虚拟电厂平台，通过秒级响应算法参与电力平衡服务，验证了“调节能力变现”的商业模式可行性。

电力系统转型的代价终需有人承担。136号文通过市场之手将新能源波动性引发的系统成本显性化，最终由工商用户为灵活性资源付费。未来的电力系统本质上是一场“灵活性竞赛”：新能源拼预测精度，火电拼爬坡速度，储能拼响应时间。输赢不取决于是否拥有发电资源，而在于能否在波动中捕捉价值。唯有用最低成本提供可靠灵活性的玩家，才能穿越电改深水区，成为新型电力系统的“新基建者”。